Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины

Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в части промышленной эксплуатации скважин и может найти применение при различных технологических операциях в скважинах, и в частности при глушении скважин, перфорации, промывке и пр.

Известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин при их глушении с использованием жидкостей глушения на основе водных растворов минеральных солей, в основном хлоридов и бромидов натрия, калия, кальция, цинка и др. по отдельности или в различных сочетаниях [1].

Однако применение указанного способа приводит к увеличению сроков освоения скважин в послеремонтный период и снижению их дебитов в связи с неудовлетворительным сохранением коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.

Известен также способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин снижением пластового давления в них на 5-10% ниже гидростатического и последующего заполнения их пластовой водой [2].

Недостатком указанного способа является большая потеря нефти за весь период снижения пластового давления на участке разработки не только из данной скважины, но и из остальных нефтегазодобывающих скважин, расположенных на данном участке.

Известен также способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин путем воздействия на пласт водными растворами солей с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ), например марки ИВВ-1 [3].

Недостатком указанного способа является снижение эффективности воздействия ПАВ с повышением температуры, и при температуре пласта выше 60°С воздействие ПАВ не проявляется.

Еще одним известным способом сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин является закачка в скважину против пласта порции обратной эмульсии на углеводородной и водной основах, последняя из которых содержит ПАВ и водорастворимую соль одного или нескольких видов с последующей выдержкой эмульсии в скважине в течение ~12 час, закачку в скважину над порцией обратной эмульсии технологической жидкости на основе водного раствора водорастворимой соли одного или нескольких видов, причем углеводородную основу обратной эмульсии и нефть вытесняют [4].

Недостатком указанного способа является то, что в результате проявления закрепляющей способности по удержанию капиллярно-защемленной воды в гидрофильных коллекторах блокируется приток нефти в скважину из низкопроницаемых зон пласта и таким образом теряются коллекторские свойства призабойной зоны.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по своей сущности и достигаемому техническому результату является способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающих скважин, при котором в ствол скважины закачивают водный раствор обогащенной сильвинитовой руды с ингибитором осадкообразования, причем водный раствор сильвинитовой руды помещают против зоны продуктивного пласта и выше кровли его с образованием гидравлического столба. Технологическая жидкость по данному техническому решению содержит также целевые добавки - ингибиторы коррозии, загустители и т.п. [5].

Недостатком указанного способа является существенное снижение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта или весьма длительная (до нескольких месяцев) продолжительность релаксации этих свойств до первоначального уровня после проведения необходимых технологических операций в скважине.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта добывающей скважины при использовании водных растворов минеральных солей как основного средства воздействия на пласт при сохранении его коллекторских свойств. Еще одним техническим результатом изобретения является повышение приемистости пласта при использовании технологической жидкости по данному изобретению в нагнетательных скважинах.

Необходимый технический результат достигается тем, что в способе сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины, включающем помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей с добавками ингибитора осадкообразования, ингибитора коррозии и других целевых добавок и проведение в скважине, согласно изобретению в ствол скважины помещают водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей, причем используют водный раствор вышеупомянутых модификаций карналлитовой руды с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией и раствор закачивают в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте ствола скважину до устья заполняют водой. При этом используют либо нативную карналлитовую руду либо модифицируют ее до содержания в ней, мас.%:

калий хлористый 24-25

натрий хлористый 5-6

магний хлористый 31-33

вода кристаллизационная остальное

или обогащают ее до содержания, мас.%

калий хлористый 23,0-29,5

магний хлористый 31,8-46,0

вода кристаллизационная остальное

При перфорации скважины величину гидравлического столба технологической жидкости над кровлей продуктивного пласта увеличивают на 3-7% от известного (1,05-1,1)Р_пл, где Р_пл - давление продуктивного пласта.

При глушении скважины закачивают раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей с максимальной для внутрискважинных температурных условий концентрацией в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте ствола скважину до устья заполняют водой.

При использовании раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве рабочего тела нагнетательных скважин в него вводят ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта, например этилендиаминтетраметилфосфоновую кислоту (ЭДТФ) в количестве 0,05-0,15 мас.% от содержания карналлитовой руды.

При использовании раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве рабочего тела нагнетательных скважин концентрацию последней поддерживают в пределах, обеспечивающих плотность раствора 1,05-1,20 т/куб. м.

При перфорации и при глушении скважин используют раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей с целевыми добавками - ингибиторов коррозии, ингибиторов осадкообразования, ПАВ и др.

Водный раствор нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды или их смесей готовят растворением последней в пресной технической, сточной с установок подготовки нефти или пластовой воде.

При приготовлении раствора нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды растворением в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С.

В качестве ингибитора набухания глинистой составляющей нефтегазоносного пласта используют ЭДТФ в количестве 0,05-0,15% от массы растворенной карналлитовой руды.

В качестве ингибитора осадкообразования используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0,01-0,05% от массы растворенной карналлитовой руды или СНПХ-5301М (продукт взаимодействия оксиэтилендифосфоновой кислоты с водным раствором аммиака и высококипящими фракциями продуктов переработки нефти).

В качестве ПАВ используют например “Леонол АФ 9-12” или МЛ-80.

В качестве водорастворимых минеральных солей используют нативную карналлитовую руду состава, мас.%:

калий хлористый 20,5-21,5

натрий хлористый 19,5-22,5

магний хлористый 24,0-27,0

вода кристаллизационная остальное

либо модифицированную карналлитовую руду состава, мас.%:

калий хлористый 24-25

натрий хлористый 5-6

магний хлористый 31-33

вода кристаллизационная остальное

либо обогащенную карналлитовую руду состава, мас.%:

калий хлористый 23,0-29,5

магний хлористый 31,8-46,0

вода кристаллизационная остальное

Модифицируют или обогащают карналлитовую руду, используя природные свойства разности растворимости составляющих руду солей - хлоридов натрия, магния и калия. При модификации или обогащении нативной карналлитовой руды нерастворимые примеси в основном удаляются, что существенно улучшает качественные показатели продукта при использовании его в качестве основного компонента технологических жидкостей нефтегазодобывающих скважин.

Сущность изобретения.

Применение нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве основного компонента технологической жидкости при проведении технологических операций в нефтегазодобывающих скважинах создает исключительно удачную возможность использования дешевого природного продукта для приготовления водных растворов минеральных солей, практически не загрязняющих призабойную зону скважины при проведении в ней технологических операций или регламентных работ. При этом определено, что при проникновении такой технологической жидкости в продуктивный пласт проницаемость его не снижается, а в ряде случаев даже повышается, что ведет к сохранению коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.

Водные растворы нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды или их смесей могут быть использованы при вторичном вскрытии продуктивного пласта - перфорация скважины. В этом случае также обеспечивается сохранность коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта.

Водные растворы нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей могут быть использованы в качестве рабочего тела в нагнетательных скважинах, при нагнетании жидкости в пласт терригенного типа последняя может содержать ингибитор набухания глинистой составляющей пласта. В обоих случаях обеспечивается сохранность и даже повышается проницаемость пласта.

Несмотря на выделение тепла гидратации при растворении нативной, либо модифицированной, либо обогащенной карналлитовой руды в воде применение горячей (60-90°С) воды повышает скорость растворения в 5-7 раз и при этом плотность растворов достигает величины 1,23-1,37 т/куб. м.

Способ осуществляют следующим образом.

Технологическую жидкость (водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей) готовят по известной технологии последовательного или одновременного растворения компонентов в горячей (60-90°С) пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой воде. Техническую пресную или сточную воду подогревают, а при приготовлении технологической жидкости растворением компонентов в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С. Затем приготовленную таким образом технологическую жидкость помещают в ствол скважины несколько ниже, против зоны и выше кровли продуктивного пласта с образованием гидравлического столба над последней. Далее ствол скважины до устья заполняют пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой водой. Величину гидравлического столба, а соответственно и объем технологической жидкости высокой плотности на основе раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смеси, помещаемой в ствол скважины над кровлей продуктивного пласта, принимают в зависимости от вида технологической операции, проводимой в стволе скважины. Как явствует из описания, таковыми технологическими операциями могут быть глушение скважины, подавление нефтегазопроявления, перфорация, промывка забоя скважины, извлечение внутрискважинного оборудования для ремонта или замены и др.

При использовании в нагнетательной скважине плотность технологической жидкости составляет 1,05-1,20 т/куб. м.

Пример 1 конкретного осуществления способа.

Технические данные по скважине: диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, текущий забой 1648 м, объем эксплуатационной колонны 28 куб. м, пластовое давление 186 атм, плотность пластовой жидкости 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 78 куб. м/сутки - (27 куб. м нефти и 51 куб. м воды).

Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.

Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора нативной карналлитовой руды в количестве 23,5 куб. м с плотностью 1,31 т/куб. м и закачка технической пресной воды до устья скважины в количестве 4,6 куб. м, далее осуществляют технологическую операцию замены насоса и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения 83 куб. м (29 куб. м нефти и 54 куб. м воды).

Пример 2 конкретного осуществления способа.

Технические данные по скважине: диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, текущий забой 1672 м, объем эксплуатационной колонны 28,2 куб. м, пластовое давление 187 атм, плотность пластовой жидкости 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 76 куб. м/сутки - (25 куб. м нефти и 51 куб. м воды). Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.

Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора модифицированной карналлитовой руды в количестве 23,0 куб. м с плотностью 1,32 т/куб. м и закачка технической пресной воды до устья скважины в количестве 5,3 куб. м. Далее осуществляют технологическую операцию промывки забоя и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения 84 куб. м (28 куб. м нефти и 56 куб. м воды).

Пример 3 конкретного осуществления способа.

Технические данные по скважине: диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, текущий забой 1693 м, объем эксплуатационной колонны 29 куб. м, пластовое давление 188 атм, плотность пластовой жидкости 1,09 т/куб. м, объем добычи жидкости 82 куб. м/сутки - (26 куб. м нефти и 56 куб. м воды).

Осуществляют глушение скважины при следующих параметрах.

Закачка в скважину технологической жидкости на основе водного раствора обогащенной карналлитовой руды в количестве 22,2 куб. м с плотностью 1,36 т/куб. м и закачка технической пресной воды до устья скважины в количестве 4,9 куб. м. Далее осуществляют технологическую операцию перфорации призабойной зоны и возвращают скважину в рабочее состояние (на нефтегазодобычу). Объем добычи жидкости после глушения 98 куб. м (38 куб. м нефти и 60 куб. м воды).

Пример 4 конкретного осуществления способа.

Технические данные по нагнетательной скважине: диаметр эксплуатационной колонны 127 мм, глубина закачки 1670 м, давление 190 атм., приемистость скважины 85 куб. м/сут. Осуществляют нагнетание технологической жидкости на основе раствора смеси равных количеств нативной и обогащенной карналлитовой руды с плотностью 1,18 т/куб. м с добавкой 0,03% от массы растворенной руды ингибитора набухания глинистой составляющей пласта ЭДТФ. Приемистость пласта увеличилась до 147 куб. м/сут.

Как видно из описания и примеров конкретного осуществления способа, изобретение обеспечивает сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины.

Источники информации

1. Орлов Г.А. и др. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991, с.148 и далее.

2. Патент РФ 2096591, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 1998 г.

3. Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. М.: Недра, 1981, с.45.

4. Патент РФ 2144332, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 1999 г.

5. Патент РФ 2169832, М.кл. Е 21 В 43/02, опубл. 2000 г. - прототип.

1. Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины, включающий помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей с добавками ингибитора осадкообразования и ингибитора коррозии, с последующим проведением в скважине технологических операций, отличающийся тем, что в качестве водного раствора минеральных солей в ствол скважины помещают водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей, при этом используют раствор с концентрацией, максимальной для внутрискважинных температурных условий, и раствор закачивают в количестве, необходимом и достаточном для образования гидравлического столба в стволе скважины над кровлей продуктивного пласта, и по остальной высоте скважину до устья заполняют водой.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют нативную карналлитовую руду состава, мас.%:

Калий хлористый 20,5-21,5

Натрий хлористый 19,5-22,5

Магний хлористый 24,0-27,0

Вода кристаллизационная Остальное

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют модифицированную карналлитовую руду состава, мас.%:

Калий хлористый 24-25

Магний хлористый 31-33

Вода Остальное

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют обогащенную карналлитовую руду состава, мас.%:

Калий хлористый 23,0-29,5

Магний хлористый 31,8-46,0

Вода кристаллизационная Остальное

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважину до устья заполняют водой пресной технической или сточной водой с установок подготовки нефти и воды или пластовой.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей готовят растворением в пресной технической, сточной с установок подготовки нефти и воды или пластовой воде с температурой 60-90°С.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что при приготовлении раствора растворением в пластовой воде последнюю откачивают из скважины с температурой 60-90°С.

8. Способ по одному из пп.1-5, отличающийся тем, что при перфорации скважины величину гидравлического столба технологической жидкости над кровлей продуктивного пласта принимают равной (1,03-1,07)×(1,05-1,1) Р_пл, где Р_пл - давление продуктивного пласта.

9. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при перфорации скважины или подавлении нефтегазопроявления используют водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей с плотностью 1,23-1,37 т/м³.

10. Способ по одному из пп.1-6, отличающийся тем, что при использовании водного раствора нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей в качестве рабочего тела нагнетательных скважин последнее используют при плотности 1,05-1,20 т/м³.

11. Способ по п.10, отличающийся тем, что водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей содержит ингибитор набухания глинистой составляющей нефтегазоносного слоя, например, ЭДТФ или НТФ в количестве 0,05-0,15% от массы растворенной карналлитовой руды.